Система защит, блокировок и АВР.

1.8.1 Автоматические защиты турбины предотвращают развитие аварий в случае возникновения на турбоагрегате аварийной ситуации. Команды автоматической защиты обладают приоритетом по отношению ко всем другим командам автоматического или ручного управления.

1.8.2 Технологические защиты турбоагрегата.

Предусмотрены следующие защиты:

- при осевом сдвиге ротора, уставка - минус 1,7 мм (в сторону регулирования), плюс 1,2 мм (в сторону генератора);

- при повышении давления в конденсаторе до минус 0,020 МПа (0,2 кгс/см²);

- при понижении давления масла на смазку до 0,03 МПа (0,3 кгс/см²);

- при понижении температуры свежего пара до 465 ^ОС;

- при повышении температуры свежего пара до 545 ^ОС;

- при повышении давления в производственном отборе до 1,68 МПа (16,8 кгс/см²);

- при повышении давления в теплофикационном отборе до 0,2 МПа (2,0 кгс/см²);

- при внезапном появлении вибрации свыше 11,2 мм/сек (см. п. 7.9);

- при срабатывании защит генератора;

В схеме защит имеется кнопки ручного отключения генератора. Кнопки находятся на панели АПУ, на мониторах управления.

Работа защиты сопровождается звуковыми и световыми сигналами.

1.8.3 Действие технологических защит турбоагрегата.

1.8.3.1 Защита при осевом сдвиге ротора.

Защита срабатывает от трех датчиков, измеряющих осевой сдвиг в двух направлениях.

При осевом сдвиге ротора до уставки - «минус 1,5 мм» или «плюс 1,0 мм» срабатывает сигнализация, а при осевом сдвиге ротора - «минус 1,7 мм» или «плюс 1,2 мм», срабатывает защита.

- включается электромагнитный выключатель останова турбины;

- электромагнит, перемещая рычаг, вызывает срабатывание золотника автомата безопасности;

- закрывается стопорный клапан, регулирующие клапана и поворотные диафрагмы;

- закрываются обратные клапана КОСы отборов, КРМ производственного и теплофикационного отборов, а также задвижки:

- ГПЗ Т3-ПП-4 и ее байпас Т3-ПП-5;

- задвижки на паропроводах к ПВД и ПНД Т3-ПО-1 Т3-ПО-2, Т3-ПО-4 Т3-ПО-5;

- задвижки на паропроводах производственного отбора Т3-ПО-3 Т3-ПО-9, Т3-ПО-10 и теплофикационного отбора Т3-ПО-6.

1.8.3.2 Действия других защит аналогичны п. 1.8.3.1.

Примечание. При срабатывании защит по осевому сдвигу, падению давления масла на смазку и повышения давления пара в конденсаторе генератор отключается от сети без наличия подтверждения от реле обратной мощности.

При срабатывании других защит генератор отключается при наличии подтверждения от реле обратной мощности с выдержкой времени 3 секунды. Не допускается работа турбины в моторном режиме более четырех минут.

1.8.3.3 Ручной останов ТГ.

В необходимых случаях предусмотрен ручной останов ТГ, непосредственным воздействием на рычаг автомата безопасности по месту. Для отключения турбины необходимо нажать на рычаг. Дальнейшие действия следующие:

- перемещение рычага вызывает срабатывание золотника автомата безопасности;

- закрывается стопорный клапан, РК турбины, поворотные диафрагмы и КРМ производственного и теплофикационного отборов;

- по импульсу от концевого выключателя стопорного клапана закрываются обратные клапана отборов КОСы и КРМы производственного и теплофикационного отборов.

1.8.4 Обратные клапаны (КОСы) на паропроводах отборов предназначены для предотвращения разгона турбины обратным потоком пара и имеют электромагнитные и гидравлические приводы для их принудительного закрытия при закрытии стопорного клапана.

1.8.5 Защита ПВД.

1.8.5.1 Защита ПВД турбины по повышению уровня служит для предотвращения попадания конденсата греющего пара или питательной воды при разрыве труб в турбину.

1.8.5.2 При повышении уровня в любом из ПВД до уставки - 75 см, срабатывает сигнализация и готовится цепь защиты, при этом закрываются задвижки на подаче пара в ПВД Т3-ПО-1, Т3-ПО-2.

При повышении уровня в ПВД-4 до уставки - 245 см, а в ПВД-5 до уставки - 325 см, срабатывает защита с отключением группы ПВД.

Работа защиты сопровождается звуковым и световым сигналами.

1.8.5.3 При срабатывании защиты происходит следующее:

- открываются вентили Т3-КО-73, Т3-КО-74 на подаче основного конденсата с напора КН, что вызывает закрытие впускного и выпускного (обратного) клапанов по питательной воде;

- закрывается задвижка на входе питательной воды на ПВД Т3-ВП-1;

- закрывается задвижка на выходе питательной воды из ПВД 5-ВП-5;

- открывается задвижка на линии холодного питания котлов 6-ВП-2

1.8.5.5 В схеме защиты ПВД имеется ключ ручного отключения ПВД ключ расположен на мониторе управления. Действия при ручном отключении аналогичны действию защиты.

1.8.6 Устройство АВР предназначено для обеспечения бесперебойной работы основного оборудования (турбоагрегата), путём автоматического запуска в работу резервного оборудования, при нарушении нормальной работы вспомогательного оборудования.

1.8.7 Устройствами АВР оснащено следующее вспомогательное оборудование турбоагрегата:

- конденсатные насосы;

- насосы газоохладителей генератора;

- насосы системы смазки турбины;

- насосы системы регулирования турбины;

- насосы системы гидроподъема роторов турбины;

1.8.8 Ввод в работу АВР производится кнопками, на мониторах управления турбиной.

1.8.9 Условия срабатывания АВР.

1.8.9.1 Резервный насос системы смазки турбины - при отключении работающего насоса или снижении давления за насосами ниже 0,07 МПа (0,7 кгс/см²), аварийный насос системы смазки турбины при снижении давления за насосами ниже 0,03 МПа (0,3 кгс/см²).

1.8.9.2 Насосы системы регулирования – при отключении работающего насоса или снижении давления в коллекторе нестабилизированного давления ниже 1,7 МПа (17,0 кгс/см²).

1.8.9.3 Насосы системы гидроподъема роторов – при отключении работающего насоса или снижении давления за насосами ниже 5,5 МПа (55,0 кгс/см²).

1.8.9.4 Резервный конденсатный насос включается автоматически при отключении работающего насоса, при повышении уровня в конденсаторе до (600 мм) и при понижении давления на напоре КЭН менее 0,7 МПа (7,0 кгс/см²).

1.8.9.5 Резервный насос газоохладителей генератора насос включается автоматически при отключении работающего насоса или снижении давления за насосами ниже 0,015 МПа (1,5 кгс/см²).

1.8.10 Возле каждого насоса установлены аварийные кнопки для останова насоса по месту.

 

РЕЖИМЫ РАБОТЫ, ДОПУСКАЕМЫЕ НАГРУЗКИ,

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ.

2.1 Общие требования.

2.1.1. Турбина может работать в следующих режимах:

- конденсационном;

- с отборами пара на производство и отопление в различном их сочетании.

2.1.2 Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью при одновременном отклонении в любых сочетаниях параметров свежего пара от номинальных в следующих пределах:

- давление свежего пара от 8,3 до 9,2 МПа (от 85,0 до 95,0 кгс/см²);

- температура свежего пара от 525 ^ОС до 540 ^ОС;

- при одновременном уменьшении величины теплофикационного и производственного отборов до нуля.

2.1.3 При нарушении режимов котла температура и давление свежего пара перед турбиной не должна превышать 550 ^ОС и 10,6 МПа (108,0 кгс/см²) с продолжительностью каждого отклонения не более 30 минут, при этом суммарный срок работы с такими параметрами (в любом сочетании) не должен превышать 200 часов в год.

2.1.4 Допустимые колебания температуры свежего пара с любым градиентом и периодичностью: плюс 5 ^ОС и минус 10 ^ОС от номинальной.

2.1.5 При работе под нагрузкой следить за вакуумной системой и работой эжектора. Максимальная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор не более 70 ^ОС.

2.1.6 Лопаточный аппарат турбины рассчитан и настроен на работу при частоте 50 Гц, что соответствует частоте вращения РТ 3000 об/мин.

Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью при отклонениях частоты сети в пределах от 49,0 до 50,5 Гц. При отклонениях частоты сети за указанные пределы дежурным персоналом энергосистемы должны быть приняты меры для ее восстановления.

В аварийных для энергосистемы ситуациях допускается кратковременная работа турбины при частоте в сети в пределах:

- от 50,5 до 51,0 Гц ‑ одноразово продолжительностью не более 3 минут и не более 500 минут за все время эксплуатации;

- от 49,0 до 48,0 Гц ‑ одноразово продолжительностью не более 5 минут и не более 750 минут за весь срок эксплуатации;

- от 48,0 до 47,0 Гц ‑ одноразово продолжительностью не более 1 минуты и не более 180 минут за весь срок эксплуатации;

- от 47,0 до 46,0 Гц ‑ одноразово продолжительностью не более 10 с и не более 30 минут за весь срок эксплуатации.

2.1.7 Нормальная температура баббита вкладышей подшипников при любой нагрузке турбины не должна превышать 80 ^ОС при температуре масла в системе смазки после маслоохладителей от 40 до 45 ^ОС. Максимально допустимая температура баббита опорных вкладышей и колодок упорного подшипника, при которой допускается эксплуатация турбины, не должна превышать 90 ^ОС.

В случае повышения температуры баббита упорных колодок опорно‑упорного подшипника выше 90 ^ОС при пуске или эксплуатации турбины следует снизить нагрузку до величины, при которой температура баббита снизится до 80 ^ОС и проработать при этой нагрузке ‑ 1‑2 часа.

Если при повторном нагружении температура баббита упорных колодок превысит 90^ОС, турбину следует остановить для выяснения и ликвидации причины повышенного нагрева баббита.

2.1.8 Длительная работа на ограничителе мощности, если это не вызвано какой‑либо необходимостью, запрещается.

Эксплуатация турбины с введенным в работу ОМ допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения главного инженера Витебской ТЭЦ. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ОМ не менее, чем на 5 %.

При номинальной работе турбины ОМ устанавливается в положение 20.

2.1.9 При заедании хотя бы одного клапана СК, РК ЦВД или поворотных диафрагм турбину следует остановить для исправления дефекта. Время останова определяется главным инженером Витебской ТЭЦ.

2.1.10 Допускается работа турбины на холостом ходу при пусках из различных тепловых состояний и после сбросов нагрузки. Длительность работы турбины на холостом ходу не должна превышать 10 минут.

2.1.11 Запрещается работа турбины на выхлоп в атмосферу. При срабатывании атмосферных клапанов ЦНД турбина должна быть немедленно остановлена. Повторный пуск разрешается после остывания выхлопной части ЦНД и конденсатора до 75 ^ОС.

2.1.12 При расходе свежего пара на турбину 220 т/ч расчетное давление пара в регулирующей ступени ЦВД равно 7,84 МПа (80,0 кгс/см²).

Максимально допустимое давление в камере регулирующей ступени 80,4 МПа (82,0 кгс/см²).

При отключенных ПВД не более 6,87 МПа (70,0 кгс/см²).

2.1.13 В процессе работы резервное оборудование и аппаратура должны чередоваться в работе. Простой каждого агрегата в резерве не должен превышать одного месяца.

2.1.14 В случае отклонения показаний приборов от нормальных величин, приведенных в данной инструкции, немедленно выяснить причины отклонения и устранить их.

2.1.15 Прибор искривления вала (бой ротора) при работе турбины (включая пуск, работу под нагрузкой и останов) должен быть постоянно включен.

2.1.16 В случае включения АНСМ постоянного тока и невозможности немедленно восстановить маслоснабжение подшипников от НСМ переменного тока турбину следует остановить.

2.1.17 Перегрузка турбоагрегата свыше 40 МВт, но не более 44 МВт допускается в течении не более 60 минут.

2.1.18 Неисправности контрольно‑измерительных приборов должны устраняться немедленно.